近期，国家发改委、国家能源局印发了《关于加快推进新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》，超20省也已明确储能配置比例，“新能源+储能”开发建设模式初显成效，中国新型储能进入加快速度进行发展阶段。

  在多元储能体系的商业化运行过程中，电化学储能（以锂离子电池为主）及光热发电（配置熔盐光热储能）以灵活方便、技术较为成熟、较易形成规模的特点在国内竞争性配置、大基地建设等多类项目和丰富的商业场景中积极应用。

  本文就电化学储能（锂离子电池）及光热发电（配置熔盐光热储能）两类储能方式，从应用场景、技术性能、经济造价三方面做初步比对，对这两类储能的配置提出建议。

  近年来，高温熔盐蓄热在太阳能热发电的研究和应用在我国也得到了加快速度进行发展，已进入示范和推广阶段。我国先后已有青海德令哈50MW槽式、50MW塔式和甘肃敦煌100MW塔式、共和50MW塔式等8个大容量熔盐蓄热太阳能热电站相继投运。

  根据太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，截至2021年底，我国太阳能热发电累计装机容量538MW（含MW级以上规模的发电系统）。在我国已建成的太阳能热发电系统中，塔式技术路线%，线性菲涅耳技术（以下简称线%。

  图1我国部分已并网规模光热电站项目表；数据来源：中国太阳能热发电行业蓝皮书2021

  图2我国已建成太阳能热发电项目中的装机技术类型；数据来源：中国太阳能热发电行业蓝皮书2021

  近年来，随着熔盐储能技术的成熟，储热系统已成为光热电站系统的常见组成部分。带有蓄热装置的光热发电系统在白天把一部分太阳能转化成热能储存在蓄热系统中，在傍晚之后或者电网需要调峰的时候用于发电以满足电网的要求，能够保证电力输出更加平稳和可靠，可作为新能源基地的支撑电源。

  光热电站的热交换系统具有较好的可控性和调节能力，能支持汽轮机组进行快速出力调节，具有与燃气机组类似的爬坡能力，高于普通火电机组每分钟调节2%～5%的装机容量。

  光热电站的配置方案较多，不同的DNI分布情况（可利用的能量），不同的镜场面积（能量接收的能力）、不同的储热时长（能量储存的能力）、不同的汽轮机输出功率（能量使用的能力）、不同的调度运行方式（不同时间的能量使用分配）等均会引起光热电站利用小时数及出力特性的变化。

  太阳能热发电（光热发电）作为可再次生产的能源发电的一种，既保留了风电、光伏清洁发电的特点，又具有一定的灵活性，协调了可再次生产的能源发电利用与其出力不确定性之间的矛盾。

  太阳能光热电站由聚光集热、储热和发电环节构成，不同子系统之间的能量传递由导热流体实现，发电环节基础原理与常规发电机组一致。光热电站的热力循环比普通火力发电具有更加好的可控性和调节能力，达到与燃气机组相近的爬坡速度，光热电站的机组最快可达到16~20%PGN/min，这种快速爬坡能力逐步提升了可调度特性。聚光镜场与光热电站能量流示意图如下图所示。

  储能安全性是大容量储能的一个重要方面，带有二元硝酸盐的储热是一种安全性较高的储热方式。目前，国内单机容量最大的首航高科塔式光热电站储电已达1.7GWh；全球达到了1000GWh。自1982年4月美国SOLAR ONE以来，全球669万千瓦的太阳能热发电装机还未发生过类似锂电爆炸等安全性事故，是一种高安全性的储能方式。

  1.场址区大气透明度高，气候干燥少雨，日照时间长，太阳能资源丰富。选址区域的年太阳能直射辐射（DNI）量不宜低于1600kWh/（m2∙a）。

  3.非地质灾害多发区，地质构造稳定，无洪涝灾害。周围地形、特殊建筑物等，无遮挡太阳光。区域地形具有对雾气、烟雾等扩散、吹散的有利条件。

  4.尽量靠近主干电网，以减少新增输电线路的投资具有便利的交通运输条件和生产生活条件，场址征地费用低。

  太阳能热发电是技术和资金双密集型行业，产业链长，涉及学科多，系统复杂；项目的投资受装机容量规模、储热时间影响较大。依据相关研究资料及实际在做的工作开展情况，现收集若干经济性测算案例以供参考。

  2021年中国太阳能热发电行业蓝皮书，编制单位：国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国可再次生产的能源学会太阳能热发电专业委员会、中关村新能源太阳能热利用技术服务中心。

  根据太阳能光热产业技术创新战略联盟委托浙江可胜技术股份有限公司编写的《太阳能热发电成本下降路径分析》报告，12小时储热100MW塔式太阳能热发电站的总投资在25~30亿元之间。聚光、吸热、储换热系统约占整个电站成本的77%左右，是决定太阳能光热发电站造价高低最重要的因素。

  随着电站规模变大，或储能时间增加（根据不同的边界条件，储能时间会有个最优值），定日镜数量会相应增加，这样太阳岛成本所占的投资所需成本比例也会增加；但电站年利用小时数和所发电量都会有所提升，因此电站整体经济性将会提高，发电成本会有所下降。

  下图是我国某装机10万千瓦储热10小时典型槽式光热电站的投资构成图。该电站总投资约28亿元。其中，集热系统占比约52%，储热系统占比约18%。

  从系统容量配置角度，太阳能热发电站的装机容量、储能时长和镜场面积与电站的经济性紧密关联。一般来说，为了储存更长时间的能量，就要增加聚光场的面积，这样的一种情况下一次投资的成本就会增加；然而由于储能时长的增加，电站发电量将提高，度电成本则会下降。但针对不一样的气象条件、可用土地面积和电站设计等存在一个最优化的储热值。

  根据德国宇航中心（DLR）早期的研究结果（如上图所示），当储能时长超过15小时，相对于没有储能的太阳能热发电100%的电力成本而言，度电成本将呈上涨的趋势。因此，应该要依据真实的情况对储能时长进行优化。

  通道拟采用火电、储能作为通道的调节电源，风电、光伏发电为主力送电电源，主要承担电量供应任务。

  其中，电化学储能造价按照800元/千瓦时+200元/千瓦，运行年限按照10年，年运行维护费按照1%计算。光热发电工程建设价格单位千瓦投资有望降低至22000元/千瓦～24000元/千瓦，发电小时为3500～4000小时时，成本电价分别为0.9～1元/千瓦时。

  经初步测算，配置电化学储能每增加100万千瓦时，将增大送端综合发电成本0.003元/千瓦时;光热项目每增加10万千瓦,将增加送端发电成本0.008元/千瓦。

  根据4月中关村储能产业技术联盟最新发布的《储能产业研究白皮书2022》，截至2021年底，我国已投运新型储能累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%，其中锂离子电池占比接近90%。2021年新增投运新型储能新增规模首次突破2GW，达到2.4GW/4.9GWh，同比增长54%，锂离子电池有百兆瓦级项目并网运行。

  图1中国电力储能市场累计装机规模（2000-2021）数据来源：CNESA全球储能项目库

  图2中国新型储能市场累计装机规模（2000-2021）数据来源：CNESA全球储能项目库

  电化学储能具有单位体积内的包含的能量高、响应时间快、维护成本低、灵活方便等优点，已成为目前大规模储能技术的发展趋势。其中，磷酸铁锂由于具有安全性与循环寿命优势、材料成本的诱惑，是电力储能领域的热门技术和应用最多的锂电技术。但是目前磷酸铁锂电池单个电芯寿命为4000次，电池成组后则只有3000次左右，系统充放电效率约85%左右，1kWh的电池生命周期内放出电量不到2500kWh。

  电化学储能技术已很成熟，具有响应速度快、建设周期短、施工安装易，能够贴近负荷、各类新能源灵活配置，成本也逐年降低，在电源侧、电网侧及用户侧都有相应的应用场景。

  图5 2021年中国新增新型储能项目接入位置&应用场景分布数据来源：CNESA全球储能项目库

  1.电源侧电化学储能结合光伏或风电发电站建设，可提高该新能源发电站的消纳比例，减少弃风弃光给电站带来的影响。也可提高电站调频能力，参与电网调频。

  2.电网侧储能将储能配置在电网节点上，可参与调峰服务，提高电网安全稳定水平，配置在新能源送出阻塞的关键节点，可在阻塞发生时充电储能，在电网夜间要增加电源出力时放电，提升新能源消纳能力。配置在峰谷差较大的变电站可帮助电网削峰填谷，延缓电网升级改造。

  3.用户侧储能作用包括分时电价管理（峰谷价差套利）、容量费用管理、需求侧响应、提高供电可靠性、以及在微电网中起到稳定系统输出、提供备用电源、提高调度灵活性、能提高现有发输配用电设备的利用率等。

  目前应用广泛的锂离子电池由于其固有的充放电工作原理，该类电化学储能存在天然的安全风险隐患。因生产工艺、运行操作等原因，国际国内已有多起锂电池类的电化学储能起火爆炸安全事故发生。别的类型的电化学储能也有相似情况。因此，电化学储能的建设需满足防火和防爆的要求。

  1.电化学储能电站总体规划应与当地的城镇规划或工业区规划相协调，宜充分的利用就近的交通、给排水及防洪等公用设施。站区内设备的布置应紧凑合理，方便操作，并应设置检修场地及放置备品备件、检修工具的场所，及相应的消防及运输通道和起吊空间。

  2.电化学储能电站站址选择应根据电力系统规划设计的网络结构、负荷分布、应用对象、应用位置、城乡规划、征地拆迁的要求做，并应满足防火和防爆要求，且应通过技术经济比较选择站址方案。站址应有方便、经济的交通运输条件，与站外公路连接应短捷，且工程量小；站址宜靠近可靠的水源。

  根据相关研究，延长电池使用寿命是LCOS下降的核心影响因素。根据宁德时代估算，对于6000次储能系统，若电池使用寿命延长到10000次，LCOS可下降60%以上。同时，降低损耗是降本的有效路径，具体包括提升能量效率、改善冷却方式、提升单位体积内的包含的能量等。

  2021年11月武汉储能会议，水发兴业能源（珠海）有限公司李晟主讲《储能应用技术发展困境与思考》

  目前磷酸铁锂电池单个电芯寿命为4000次，电池成组后则只有3000次左右，容量从100%到80%损耗，系统85%左右的充放电效率，1kWh的电池生命周期内放出电量不到2500kWh。

  假如收入为0.8元/度电（目前所谓的能挣钱的峰谷差），则毛收入为2000元，加上运维费用，税费等损耗，1kWh储能系统成本如果在1500元以上就会赔钱。

  2021年11月武汉储能会议，浙江浙能技术研究院马福元主讲《电化学储能助力碳中和》

  2021年电化学储能系统成本约1.5元/Wh左右，是储能经济性的拐点，大电站配储在某些地区具备较强的经济性。假设光伏电站100MW的运营规模，配储20%*2h，循环次数为7000次，每天充放电一次，按照配储后电站4.5元/W的综合成本计算：一类地区发电小时1100h，上网电价为0.51元/kWh，具备经济性；二类地区发电小时为1300h，上网电价为0.42元/kWh，具备经济性；三类地区发电小时为1600h，上网电价为0.36元/kWh，具备经济性。

  1.根据现阶段储能装备的发展现状和发展的新趋势，“十四五”期间，电化学储能仍是电网电源侧、电网测、用户侧的储能发展主力军，并随着未来技术进步、电池成本降低，液流电池以及钠硫电池的规模化应用，电化学储能会在未来电网调峰中发挥巨大作用。

  建议在“风光火储”“风光水储”等已经具备良好电网调峰调频的一体化项目中配置电化学储能，并积极应用除锂离子电池以外效率更加高、循环寿命更加长的新技术电池，不仅保证收益，也能在具备充足的电网系统调节资源前提下，充分的发挥电化学储能的作用。

  2.依托千万千瓦级可再次生产的能源基地的开发，联合当地政府开发共享储能，并以集中建设开发降低建设和运维成本，以专业的技术团队力量保障电化学储能电站的安全。

  3.在特高压直流配套电源建设基地，积极布局电化学储能和光热发电，在经济账算得过来的前提上，多配置储能时长较长的光热发电，以规模降低度电成本。

  4.对有着非常丰富的太阳能资源和大面积的荒漠化土地，或源网荷储一体化示范项目中，可继续示范性发展一批光热电站项目，并持续探索更优化的商业模式。

  5.当前在基地建设和通道建设当中，电化学储能和光热发电应对的主要应用场景不同。电化学储能一般适用于中短期储能配套（一般为4小时以下），成本基本成线性变化，装机和储电量的配置较为固定；熔盐储热可用于中长期储能（6小时之后），容量越大时成本越低，装机和储电量的配置较为灵活。因此，可根据实际的需求和不同储能形式的特点开展规划工作，并考虑和探索多元混合储能的配置方法。

  参考文献：《2022储能产业研究白皮书》（摘要版）/中国太阳能热发电行业蓝皮书2021

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